Entwürfe zu EEG 2027 und Netzpaket: So bleibt die Energiewende stecken

24.07.2026 – Nach der anfänglichen Erleichterung, dass die für die Stromversorgung Deutschlands wichtigen Gesetze nun endlich vorankommen, zeigt sich bei Durchsicht der zahlreichen Stellungnahmen zur EEG-Novelle und zum Netzpaket ein anderes Bild: Die Kritik überwiegt. Eine stärkere Marktintegration der Erneuerbaren wird zwar von allen Seiten befürwortet – die angedachten gesetzlichen Maßnahmen dafür scheinen allerdings nicht ausreichend oder sogar kontraproduktiv.

Der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) spricht von „fehlenden verlässlichen Investitionsbedingungen“ und vermisst ein „schlüssiges Konzept für effiziente Nutzung der Stromnetze“. Der Bundesverband Solarwirtschaft warnt vor einem „Bündel neuer Belastungen“, das Bündnis Bürgerenergie sieht „Blockaden für die Bürgerenergie“.

Einhellig positiv bewertet wird, dass das Ministerium am Ausbaupfad für Windenergie an Land und Photovoltaik festhalten will. Bei der Windkraft ist jetzt auch die versprochene Erhöhung des Ausschreibungsvolumens um 12 Gigawatt im Gesetz verankert; bei Freiflächen-Solarparks soll die Ausschreibungsmenge ebenfalls um vier Gigawatt angehoben werden. All dies ist für die Branche ein positives Signal.

Redispatch-Vorbehalt nach wie vor Hauptkritikpunkt

Um Netzausbau und Erneuerbaren Ausbau zu synchronisieren, hat das Bundeswirtschaftsministerium im sogenannten Netzpaket den Redispatch-Vorbehalt als neues Steuerungselement vorgesehen. Die Netzanschlusspflicht in Netzengpassgebieten soll entfallen; entscheiden sich Anlagenbetreiber dennoch für den Bau einer Erneuerbaren Anlage in solch einer Region, müssen sie auf einen Teil der Entschädigungen verzichten, die sie ansonsten im Falle von Abregelungen erhalten. Weil das unattraktiv ist, verspricht sich das Ministerium eine Lenkungswirkung für den Erneuerbaren Ausbau hin in Gebiete, wo die Netzkapazitäten noch nicht so stark ausgeschöpft sind.

Mehrere gravierende Einschränkungen im Netzanschlusspaket

Aus Sicht des BEE kombiniert das Netzanschlusspaket mehrere gravierende Einschränkungen: eine mögliche entschädigungsfreie Abregelung von 10 bis 20 Prozent in kapazitätslimitierten Netzengpassgebieten, zusätzliche Eingriffsmöglichkeiten bei Netzengpässen, pauschale Wirkleistungsbegrenzungen für Photovoltaik auf 70 Prozent und bei Wind auf 280 W/m² Rotorfläche sowie mögliche Baukostenzuschüsse.

Zugleich erhalten Netzbetreiber weitreichende Entscheidungsbefugnisse, ohne unabhängige Kontrolle und ohne verbindliche Fristen für den Netzausbau. Nach Einschätzung des BEE werden damit Belastungen und Verantwortung einseitig auf die Erzeuger verlagert, ein Ungleichgewicht, dass von vielen Seiten kritisiert wird.

„Die Maßnahmen wirken zusammen und machen viele Projekte kaum noch finanzierbar“, kritisiert BEE-Verbandspräsidentin Ursula Heinen-Esser. „Kosmetische Anpassungen sind nicht genug, um dem Netzanschlusspaket den Stachel zu ziehen.“ Die kumulative Wirkung der Maßnahmen mache Projektfinanzierungen in vielen Fällen nicht mehr darstellbar und gefährde die Erreichung der EE-Ausbauziele sowie hunderttausende Arbeitsplätze.

Die entschädigungsfreie Abregelung solle – so eine Forderung des BEE – vollständig gestrichen und die Wirkleistungsbegrenzung, wenn überhaupt, nur in tatsächlich kapazitätslimitierten Netzgebieten angewendet werden. Die Schwellen für diese Netzgebiete müssen auf ein realistisches und mit europäischem Recht vereinbares Maß angehoben werden.

Redispatch-Vorbehalt für Energiegenossenschaften besonders hart

Das Bündnis Bürgerenergie (BBEn) macht darauf aufmerksam, dass Bürgerenergiegesellschaften der Redispatch-Vorbehalt besonders hart trifft, weil sie lokal verankert sind und ihre Projekte nicht einfach in ein anderes Netzgebiet verlagern können. Darüber hinaus wird auch vom BBEn kritisiert, dass das Netzanschlusspaket keine Augenhöhe zwischen Netzbetreibern und Projektierenden schafft: Ein zu langsamer Netzausbau bleibt für Netzbetreiber weitgehend folgenlos, während die Risiken bei denjenigen liegen, die konkrete Anlagen errichten wollen.  

„Die Unsicherheiten für Projektierer sind durch die verringerten Schwellenwerte beim Redispatch-Vorbehalt zwar etwas gemildert, bleiben aber grundsätzlich erhalten“, kommentiert Oliver Hummel, Vorstandsvorsitzender des Öko-Energieversorgers naturstrom. Der Ansatz des Wirtschaftsministeriums verlagere die Verantwortung für den zu langsamen Netzausbau einseitig auf die Projektierer und sei zudem potenziell europarechtswidrig.

Entschädigungszahlungen bei Abregelungen sind – das sollte vielleicht wiederholt erklärt werden – nicht per se etwas Schlechtes. Volkswirtschaftlich betrachtet kommt es auf das richtige Maß an. Entschädigungszahlungen belasten das Gesamtsystem unter Umständen weniger als ein noch intensiverer Netzausbau, der dafür sorgt, dass alle Strommengen jederzeit aufgenommen werden können. Wenn jetzt Projekte teurer werden, weil sie aufgrund des Redispatch-Vorbehalts risikoreicher sind, könnte das den Effekt vermiedener Redispatch-Kosten aufheben oder sogar konterkarieren.

VKU findet an Redispatch-Vorbehalt Gefallen

Der Verband Kommunaler Unternehmen, der auch Interessenvertreter kleinerer und zum Teil noch wenig digitalisierter Netzbetreiber ist, kommentiert den Entwurf zum Netzanschlusspaket positiv. Es enthalte wichtige und überfällige Maßnahmen, um knappe Netzkapazitäten besser zu steuern. Die kommunalen Unternehmen unterstützen deshalb das Ziel, den Zubau neuer Anlagen stärker an den verfügbaren Netzkapazitäten auszurichten, formuliert VKU-Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing. Die jetzt enthaltene Regelung sieht er als tragfähigen Kompromiss, da Wind- und Solaranlagen nun getrennt betrachtet werden, die entschädigungsfreien Redispatch-Stunden begrenzt und die Schwelle zur Ausweisung kapazitätslimitierten Gebiete angehoben wurde.

Auch die geplante Begrenzung der Anschlussleistung neuer Erneuerbare-Energien-Anlagen begrüßt der VKU. Kritisch sieht der Verband hingegen die geplanten Transparenzpflichten für verfügbare Netzanschlusskapazitäten. „Transparenz darf nicht zulasten der Sicherheit gehen. Niemand darf aus veröffentlichten Daten Rückschlüsse auf kritische Netzinfrastrukturen ziehen können“, sagt Liebing. Außerdem müsse der zusätzliche Aufwand für Netzbetreiber in einem angemessenen Verhältnis zum tatsächlichen Nutzen stehen.

Redispatch-Vorbehalt könnte Europa-Recht verletzen

Bleiben zuletzt die Bedenken hinsichtlich der Vereinbarkeit mit europäischem Recht. Sie ist „nicht vollständig gewährleistet“, wie Thorsten Müller, wissenschaftlicher Leiter der Stiftung Umweltenergierecht, zu bedenken gibt. Dies betreffe sowohl die Berechtigung der Netzbetreiber zur Erhebung von Baukostenzuschüssen, über die allein die Bundesnetzagentur entscheiden darf, als auch die Parameter zur Bestimmung der kapazitätslimitierten Gebiete. Diese dürften trotz der vorgenommenen Änderungen den Anforderungen der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie noch nicht vollständig entsprechen.

Ein weiteres mögliches Argument des Energierechtsexperten: an die Stelle des gesetzlichen Netzanschlussanspruchs tritt der Anspruch auf einen Netzanschlussvertrag. „Damit muss der Anlagenbetreiber sich mit dem Netzbetreiber einigen, um seine Anlage anschließen zu dürfen. Verträge setzen aber voraus, dass beide Seiten ein Interesse an dem Abschluss des Vertrages haben. Dies ist hier gerade nicht der Fall, weil die Netzbetreiber keinen Vorteil aus dem Anschluss einer weiteren Anlage in einem Netzengpassgebiet haben. Vielmehr erwachsen ihnen daraus weitere Nachteile.“

Abregelung am Netzverknüpfungspunkt – nicht an der Anlage

Der BEE fordert zudem auch, bei notwendigen Abregelungen nicht die Anlage abzuregeln, sondern am Netzverknüpfungspunkt einzugreifen. Eine Abregelung der Anlage verhindert Eigenverbrauch und Zwischenspeicherung, z.B. in benachbarten Batteriespeichern oder Elektrolyseuren. Flexibilitätsoptionen werden damit verschenkt. Weniger erneuerbarer Strom ginge verloren, die Redispatchkosten würden gesenkt.

EEG-Novelle: Differenzverträge und auslaufende Vergütung für kleine Solaranlagen

Zwei wichtige Neuerungen im EEG 2027 sind die Einführung von zweiseitigen Differenzverträgen und der geplante Wegfall der fixen Vergütung für kleine Solaranlagen bis 25 Kilowatt Leistung.

Die Einführung von Differenzverträge ist eine europarechtliche Vorgabe, die sogar dringend erfüllt werden muss. Gibt es bis zum 1. Januar 2027 keine gültige gesetzliche Regelung dazu, zu der auch die EU-Kommission beihilferechtlich zugestimmt hat, können auch größere Wind- und Solaranlagen nicht mehr rechtssicher mit einer Vergütung rechnen. Die beihilferechtliche Genehmigung des EEG 2023 läuft zum Jahresende 2026 aus.

In der Energiewirtschaft wird mit zweiseitigen Differenzverträgen ein Verfahren bezeichnet, bei dem einem Kraftwerksinvestor unabhängig vom Marktpreis ein Festpreis für produzierten Strom garantiert wird. Liegt der tatsächliche Marktpreis aber über dem Garantiepreis, muss der Investor die Differenz zurückzahlen.

Die Änderungen im EEG 2027 treffen unterschiedliche Anlagengrößen und damit Betreiber: Die Abschaffung der Einspeisevergütung für kleine Solaranlagen betrifft vor allem Bürgerinnen und Bürger, die eine Solaranlage auf dem Dach ihres Hauses installieren wollen. Der zweiseitige Differenzvertrag betrifft vor allem die künftigen Betreiber von Wind- und Solarparks, bei denen der Staat einen Abnahmepreis für den verkauften und eingespeisten Strom garantiert.

Differenzverträge ohne Puffer für Anlagenbetreiber

Der vorgesehene zweiseitige Differenzvertrag (CfD – Contract for Difference) soll umgehend greifen, sobald der Jahresmarktwert den anzulegenden Wert auch nur minimal übersteigt – ohne Toleranzpuffer. Das kritisiert der BEE. “Ohne Marktwertkorridor entfällt der Anreiz für günstigere Ausschreibungsgebote – Förderkosten steigen, Verbraucher zahlen mehr“, gibt BEE-Präsidentin Heinen-Esser zu bedenken. Der BEE fordert stattdessen eine Ausgestaltung des CfD-Rahmens analog zum Strompreisbremsengesetz (StromPBG 2022): Die Einführung einesMarktwertkorridors mit Toleranzpuffer und eine Anhebung der Bagatellgrenze auf 200 kW Anlagenleistung.

Im Zusammenhang mi den CfD-Verträgen, die über Zuschläge in Ausschreibungen zustande kommen, gilt es einen weiteren Aspekt in den Blick zu nehmen. Power Purchase Agreements (PPAs) mit der Industrie werden durch die jetzt vorgeschlagene Mechanik gefährdet. Denn wenn ein Anlagenbetreiber einen Zuschlag in einer Ausschreibung und damit einen Anspruch auf EEG-Vergütung erworben hat und anschließend einen Stromliefervertrag mit einem Unternehmen für ein bis fünf Jahre schließt, kann er derzeit für die Laufzeit des PPA den vertraglich vereinbarten Preis einnehmen und danach in die EEG-Vergütung zurückwechseln.  Mit der Umstellung auf CfD müssten die Betreiber während des laufenden PPA bei hohen Marktpreisen entsprechende Abschöpfungsbeträge bezahlen, obwohl sie im Zweifel die Einnahmen gar nicht haben. Ein Wechsel zwischen PPA und EEG-Förderung ist zudem nicht vorgesehen, ein weiterer Kritikpunkt.

Oliver Hummel, Vorstandsvorsitzender von naturstrom, findet es zwar richtig, dass der Staat bei geförderten Anlagen die Erlöse begrenzt und mit der Abschöpfung Verbraucher:innen in Hochpreiszeiten entlastet. „Aber es sollte weiter die Möglichkeit geben, den Ökostrom aus unternehmenseigenen Wind- und Solaranlagen direkt zu günstigen Preisen an die Kund:innen zu liefern, ohne dann hohe Abschöpfungsbeträge zu bezahlen. Die Regelung im aktuellen EEG-Entwurf bestraft Stromanbieter, die vorausschauend in eigene Ökostromanlagen investiert haben“, lautet seine Kritik.

Ein Marktwertkorridor bei der Abschöpfung könnte PPAs besser ermöglichen und würde so das angestrebte marktnahe, effiziente Refinanzierungssystem voranbringen. Helfen würden hierbei zudem Vorschläge zu einer einfacheren Direktversorgung oder zu einer praxisnahen Nutzen-statt-Abregeln-Option – beide schon im Koalitionsvertrag genannte Themen wurden bisher nicht aufgegriffen.

Entfall der Vergütung für kleine Solaranlagen

Schließlich gibt es noch einen eine sehr tiefgreifende und überaus umstrittene Neuerung im Entwurf des EEG 2027. Bundesverband Solarwirtschaft (BSW-Solar), Verbraucherzentrale Bundesverband, Bundesverband Erneuerbare Energie und weitere Akteure sehen in der geplanten Streichung der fixen Vergütung für Strom aus Solaranlagen bis 25 Kilowatt Leistung eine große Gefahr. Betreiber dieser Anlagen sollen ihren Strom möglichst vollständig selbst nutzen, den Strom ohne Vergütung einspeisen oder direkt vermarkten. Zusätzlich soll die verpflichtende Direktvermarktung nicht mehr wie bisher ab einer Anlagenleistung von 100 Kilowatt gelten, sondern bereits am 25 Kilowatt Leistung.

Nach Umfragen unter Immobilienbesitzern und in der Branche würden diese Maßnahmen im Falle ihrer Umsetzung die PV-Nachfrage unter Privathaushalten und Kleingewerbe um mehr als zwei Drittel einbrechen lassen, warnt der BSW-Solar.

Daran werde auch die vom Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) vorgesehene auf drei Jahre befristete Übergangszahlung in Höhe von 5,2 Cent je kWh nichts ändern, ist sich der BSW-Solar sicher. Diese sei ein wertloses “Trostpflaster” und “Augenwischerei”. Sie könne nicht ansatzweise die bislang über 20 Jahre gewährte EEG-Einspeisevergütung in Höhe von rund 7 Cent je kWh für Teileinspeiser und 10 - 12 Cent je kWh für Volleinspeiser ersetzen.

Die Direktvermarktung sei für kleine Solarstrommengen auf absehbare Zeit aufgrund fehlender technischer, prozessualer und wirtschaftlicher Voraussetzungen bundesweit nicht umsetzbar und böte ebenfalls keine relevante alternative Ertragsperspektive. Bezeichnend sei in diesem Zusammenhang, dass das BMWE selbst in den kommenden Jahren offensichtlich nur mit 90.000 zusätzlichen jährlichen Direktvermarktungsfällen im PV-Marktsegment bis 100 kW rechnet (§ 10b RefE EEG). Im Falle einer gegenüber 2025 in etwa konstanten PV-Nachfrage wäre eigentlich mit über 400.000 zusätzlichen DV-Fällen zu rechnen, vorausgesetzt es würden sich Direktvermarkter für die kleinen Solarstrommengen in diesem Umfang finden. “Dies dürfte ein weiterer Beleg dafür sein, dass das BMWE selbst von einem erheblichen Photovoltaik-Markteinbruch im Heim- und Kleingewerbesegment ausgeht, entgegen anderslautenden Aussagen der Ministerin”, erklärt Carsten Körnig, Hauptgeschäftsführer des BSW-Solar.

Die Ausweitung der Direktvermarktung oder gar der Förderentfall wären nämlich nicht nur im Einfamilienhaus ein Problem, sondern auch für Mieterstromangebote im Mehrfamilienhaus. Daher gilt die klare Devise: Erst muss es funktionierende Angebote geben, dann kann die PV-Förderung umgestellt werden. Ansonsten droht ein massiver Markteinbruch in diesem Segment und damit erhebliche Arbeitsplatz- und Wertschöpfungsverluste.

Es bleibt also aus Sicht der Branche noch einiges zu tun an den Entwürfen, die Hoffnung wird formuliert, dass die Verbändebeteiligung nicht bloß eine Alibiveranstaltung ist, sondern die Vorschläge ernsthaft geprüft und aufgenommen werden. pf